Давление и температура в некоторых скважинах

Место измерения	Глубина скважины, м	Пластовое давление Мн/м2,	Пластовая температура, оС
Супериор, Пасифик-Крик (США)	6259	95,8	154,5
Остров Андрос, Брит. Вест-Индия………………………	4448,5	42,1	36,7
Карадаг, Баку…………………….	3500	38,2	90
Пласт XII Ташкалинского месторождения (Грозный)………	1700	17,2	80
Жигули, Зольное, пласт Б2……...	1200	11,0	28

Естественно, что столь большие давления и температуры суще­ственно влияют на свойства, а иногда и на качественное состоя­ние пластовых жидкостей и газов. В залежах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими тем­пературами при наличии достаточного количества газа значительная часть нефти находится в виде газового раствора. Такие месторожде­ния называются газоконденсатными.

Физические свойства горных пород в пластовых условиях в связи с высоким давлением также отличаются от их свойств на поверх­ности. Величина горного давления, обусловливаемого весом выше­лежащих пород, на глубинах 2000—3000 м достигает 40—65 кн!м². Для промысловой практики очень важно знать эти свойства, так как горные породы, слагающие пласт, представляют резервуар нефти и газа и служат путями движения их к забоям скважин при эксплу­атации месторождения.

Условия залегания нефти и газа в пласте и физические свой­ства пластовых жидкостей являются важными исходными данными, которые используют и учитывают при разработке и эксплуатации залежи. Основные физические свойства пород и жидкостей, харак­теризующие нефтяную или газовую залежь, которые необходимо знать для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений, следующие:

1) гранулометрический состав пород;

2) пористость пласта;

3) проницаемость пород коллектора;

4) удельная поверхность пород пласта;

5) карбонатность пород;

6) механические свойства пород и сжимаемость пластовых жидкостей;

7) насыщенность пород газом, нефтью и водой;

8) физические и физико-химические свойства нефти, воды и газа (вязкость, плотность, растворимость газа в нефти и в воде, поверх­ностные свойства нефти и воды и др.).

Рассмотрим вначале основные свойства горных пород, слагаю­щих нефтяные и газовые месторождения.

§ 2. Гранулометрический (механический) состав пород

Пласты, сложенные песками, состоят из зерен неправильной формы и самых разнообразных размеров. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) соста­вом.

Исследования показывают, что гранулометрический состав — важная характеристика, от него зависят многие свойства по­ристой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи, и поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород должен быть гранулометрический анализ их.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромы­словой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают филь­тры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступление песка в скважину.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частиц до галечника и валунов. Однако исследования показывают, что гра­нулометрический состав большинства нефтесодержащих пород опре­деляется в основном частицами размерами от 1 до 0,01 мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с раз­мерами частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм). Значительное коли­чество их содержится в глинах, лёссах и других породах.

В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные мине­ралы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огром­ной величины их общей поверхности составом коллоидно-дисперс­ных минералов определяются процессы поглощения катионов (и анионов).

От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде. Коллоидно-дисперсные минералы имеют большое значение для решения практических вопросов неф­тяной геологии. По данным проф.

И. Д. Седлецкого имеется воз­можность расчленять немые толщи пород (т. е. не содержащие остатков фауны и флоры) по составу коллоидно-дисперсных мине­ралов.

Предполагается также, что коллоидно-дисперсные минералы могут быть использованы в качестве геологических термометров. Например, монтмориллонит при нормальном давлении разрушается при температуре выше 725°С, а галлуазит при 50°С. Следовательно, можно предполагать, что глины, содержащие галлуазит, образова­лись при температурах ниже 50°С.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седи­ментации.

При проведении ситового анализа в лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с раз­мерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053, 0,074, 0,105, 0,149, 0,210, 0,227, 0,42, 0,59, 0,84, 1,69 и 3,36 мм. Существуют и другие разнообразные системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. В него насыпают навеску породы (50 г) ведут просеивание в течение 15 мин. После этого взвешивают породу, оставшуюся на каждом сите, и результаты ситового анализа записывают в таблицу.

Методы седиментационного разделения частиц по фракциям основаны на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости.

По формуле Стокса скорость падения в жидкости частиц сфери­ческой формы равна

(1.1)

где d — диаметр частиц в м;  — скорость осаждения частиц в м/сек; _ж — плотность жидкости в кг /м³; _п — плотность вещества частицы в кг/м³; g — ускорение силы тяжести в м/сек²;  — кинематическая вязкость в м²/сек.

Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном движе­нии зерен; чтобы не было влияния концентрации частиц на скорость их падения в дисперсной среде, содержание твердой фазы в суспен­зии не должно превышать по весу 1 % .

Приложение формулы Стокса для седиментационного анализа рассмотрим на примере пипеточного метода.

Из фракции песка, прошедшей сито с наименьшими отверстиями, отбирают навеску в 10 г и перемешивают ее в воде в цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. 1). В цилиндр вста­вляется пипетка (2) с глубиной спуска ее кончика около h=30 см.

Допустим, что необходимо определить в песке количества частиц, меньших d₁. Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t₁ падения частиц размером d₁ до глубины спуска пипетки h. Очевидно, что при отборе пипеткой пробы с глубины h через время t₁ в пипетку войдут только те частицы, диаметр которых меньше d₁, так как ко времени t₁ после начала осаждения частиц все более круп­ные зерна будут ниже кончика пипетки. Далее, высушив содержи­мое пипетки, определяют количество всех частиц, имеющих диаметр меньше или больше, чем d₁, находившихся в суспензии, что легко сделать, так как масса всей навески, объем пипетки, вес сухого остатка в ней и объем жидкости в цилиндре известны. Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют в ана­лизируемой пробе содержание более мелких фракций.

Существует большое разнообразие методов седиментационного анализа. Наибольшее распространение в лабораториях по исследо­ванию грунтов получили методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

При отмучивании током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через кото­рый создают ток воды, направлен­ный снизу вверх. Регулируя ско­рость движения воды, добиваются выноса из пределов сосуда час­тиц определенного диаметра, вели­чина которого также может быть определена при помощи формулы Стокса.

При отмучивании сливанием жидкости частицы разного раз­мера разделяют путем слива после определенного времени отстаива­ния верхней части столба суспен­зии с мелкими частицами, не ус­певшими осесть на дно сосуда.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа- взве­шивание осадка. Хорошо переме­шанную суспензию вливают в ци­линдрический сосуд, в который опускают тонкий стеклянный диск, подвешенный на плечо седиментометрических весов Н. А. Фигуровского. Выпадающие частицы суспензии отлагаются на стеклянном диске. По мере отложения осадка равновесие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Реги­стрируя время и нагрузки, получают данные, которые затем обрабатывают и приводят в обычный для анализа вид: результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или гра­фиков суммарного состава и распределения зерен породы по разме­рам (рис. 2 и 3). Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые концентрации в процентах, а по оси абсцисс — диаметр d₁ или логарифм диаметра частиц l_g d.

При построении второго графика по оси абсцисс откладывают диаметры А частиц, а по оси ординат — массовые концентрации в процентах каждой фракции в исследуемой породе.

Отношением принято характеризовать степень неодно­родности песка,

где d₆₀ — диа­метр частиц, при котором сумма масс фракций, начиная от нуля и кончая этим диаметром, составляет 60% от массы всех фракций (точка 2, рис. 2), а d₁₀ — аналогичная величина для 10% точки кривой суммарного гранулометрического состава (точка 5, рис. 2). По диаметру, соответствующему точке 1, подбирают отверстия фильтров нефтяных скважин.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтя­ные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1—20.